Análisis de Resultados Caso de Estudio 2.

En las tablas 18, 19 y 20 podemos observar los resultados del SEPSSAP, PIPESIM y Aparejo Actual en el pozo respectivamente del pozo Rabasa 166 y podemos concluir lo siguiente:

o Gráficamente podemos observar una distribución de 7 válvulas en los tres casos (Actual, Diseño SEPSSAP y PIPESSIM).

o La profundidad de la válvula operante No. 7 es a 8374 (Aparejo Actual), 7510 ft (PIPESIM) y 8233 (SEPSSAP) siendo esta ultima la más cerna a la real con una diferencia de 141 ft.

o La Temperatura de la válvula operante No. 7 es de 194 °F (Aparejo Actual) y 179 °F (PIPESIM) y 193 F la diferencia es de 1°F entre el aparejo actual y SEPSSAP.

La tabla siguiente muestra la comparación de resultados con los dos programas Vs el aparejo actual de BNC en el pozo Rabasa 166; considerando el % de error relativo.

Tabla 21.- Comparación del aparejo de BNC actual en PIPESIM y SEPSSAP pozo Rabasa 166

Parámetro Aparejo de

BNC Actual SEPSSAP PIPESIM

Error Relativo (%)Apar. Act. Vs SEPSSAP Error Relativo (%)Apar. Act. Vs PIPESIM Número de Válvulas 7 7 7 0 0 Prof. Válvula Operante 8374 8233 7510 1.68 10.32

Pso (psi) @ Val.

Op. Operante (ft) 448 450 523 0.45 16.74

PVo (psi) @ Val.

Op. 538 539 538 0.19 0.00 Tval (F) @ Val. Op. 194 193 179 0.52 7.73 Qginy (mmpcd) @ Val. Op. 0.49 0.46 1 6.32 102.72 Qginy Total (mmpcd) 1.23 1.28 1.96 3.82 59.55

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Conclusiones

 La importancia de seleccionar un Sistema Artificial de Producción para mantener o incrementar la producción puede derivar en el éxito o el fracaso del pozo, debido a que se involucran diversas variables que deberán ser evaluadas para tomar la mejor decisión; esto se complica aún más, cuando la información disponible de un pozo es antigua o incierta.

 Teniendo la información mínima necesaria la cual debe ser actual y completa ayudara a realizar una mejor selección del SAP. La selección del mismo muchas veces se realiza de forma empírica o simplemente se utiliza el sistema que está disponible por ejemplo si hay red de BN se instala BN pero eso no significa que sea el mejor SAP. La herramienta SEPSSAP desarrollada en esta tesis es muy práctica y sirve como una guía para la selección del SAP, la matriz de selección que maneja evalúa los 6 principales sistemas de levantamiento para pozos de aceite (BNC, BNI, BMC, BHJ, BEC y BCP).

 El Sistema Experto analiza de manera cualitativa y cuantitativa las variables involucradas en la extracción de aceite de un pozo en estudio a través de un sistema informático, es una herramienta útil de aplicación, que ayudará fundamentalmente en la toma de decisión para la selección de un sistema de levantamiento artificial, reduciendo los tiempos de análisis y brindando esencialmente la producción esperada por la aplicación de un sistema artificial de producción determinado; con este último valor, será posible determinar un pronóstico de producción y un análisis económico que permita determinar los principales indicadores financieros y con esto definir la rentabilidad del proyecto.

 La selección que realiza el Sistema Experto es mediante una ponderación de los parámetros que aplica en la selección del Sistema Artificial de Producción utilizando la mínima información indispensable del Yacimiento, Pozo, Infraestructura, problemas operativos y disponibilidad de equipos de

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levantamiento, la pericia en la operación de los equipos y la ubicación del pozo.

 Dentro de las mejoras que tiene el Sistema Experto es la incorporación de los criterios PEMEX y SPE los cuales manejan rangos de operación diferentes en la implementación de cada uno de los SAP.

 El SEPSSAP cuenta con los módulos principales de Selección del SAP, Diseño del BNI, BNC y BHJ, y módulos secundarios para determinar las propiedades de los fluidos, el flujo multifario vertical en tuberías y el Potencial del pozo Vs VLP.

 La confiabilidad del SEPSSAP se evaluó con datos reales de operación de los pozos Rabasa 173 el cual opera fluyente y con el sistema experto determinar el SAP que requerirá en el momento que deje de fluir, en este caso salieron dos sistemas de levantamiento que aplicarían como son el BNC y el BHJ. Se seleccionar el BNC por ser el de mayor puntaje y realizar el diseño del aparejo para cuando se requiera.

 El otro caso de estudio que permitió evaluar el SEPSSAP es el pozo Rabasa 166 que opera actualmente con BNC y que el programa determino que el BNC es el SAP idóneo, dejando en segundo lugar el BHJ por puntaje. Cabe señalar que en el campo Rabas se han implementado los dos sistemas de levantamiento (BNC y BHJ) con excelentes resultados.  En los dos casos el SEPSSAP dio excelentes resultados para el caso del

pozo fluyente Rabasa 173 determino que el SAP idóneo es el BNC y en este campo hay 10 pozos operando con BNC además de ofrecer un diseño para cuando se requiera.

 En el caso del Rabasa 166 el SEPSSAP determino que el SAP idóneo es el BNC y coincide con el SAP que tiene el pozo y es con el que produce. En la parte del diseño de BNC determino 7 Válvulas de BNC el sistema experto y los parámetros de operación tuvieron un error relativa máximo del 5.39%; siendo bajo y dándole credibilidad al programa.

 El volumen del gas inyectado es esencial para la optimización de una instalación de BNC, considerando que se debe de tener el menor consumo

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de gas y la máxima recuperación de aceite, el SEPSSAP determina el gasto de gas de inyección lo que permite optimizar la operación del SAP maximizando la recuperación.

 Otra de las ventajas del SEPSSAP es que dentro del diseño incluye la gráfica de IPR Vs VLP que sirve de referencia para evaluar las condiciones de producción actual del pozo y cuenta con la gráfica IPR Vs VLP con BNC que sirve para determinar el gasto que debe producir el pozo con el aparejo de BNC diseñado previamente.

 El SEPSSAP es una guía para seleccionar el SAP idóneo para un pozo que produce petróleo con SAP o sin SAP en este último caso incluso puede ayudar a tomar la decisión de un cambio de sistema artificial de producción si el que tiene el pozo actualmente no es el seleccionado.

 Esta herramienta de programación se puede utilizar en campos de nuevos para seleccionar el SAP que operara en el campo, evitando cambios de sistema posteriores aumentando los costos de producción y tener producción diferida.

 En campos de desarrollo se debe utilizar el SEPSSAP para evaluar los SAP que operan en esos campos y en caso necesario realizar los cambios de sistema.

 El Sistema Experto desarrollado en esta tesis, se basa en información recopilada de campo, con la cual se evalúan los principales parámetros o variables operativas de mayor relevancia en pozos productores de aceite, como son la profundidad, dimensiones de la tubería de revestimiento, presión y temperatura del yacimiento, porcentaje de agua, Relación Gas Aceite, manejo de sólidos, desviación del pozo, disponibilidad de energía eléctrica y compresión del gas, ubicación del pozo, gasto de líquido esperado, presencia de H2S, CO2 y N2, entre otras.

 La toma de información de calidad en un pozo como son los registros de presión y temperatura de fondo, recuperación de muestras de fondo, pruebas de Presión-Producción siempre que la presión del yacimiento lo permita, son elementales para el diseño de un sistema de levantamiento

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artificial y entre más reciente sea esta información el SEPSSAP hará una mejor selección. .

 En el módulo de diseño de BNC del SEPPSAP, cuenta con la posibilidad de diseñar el aparejo con válvulas balanceadas o desbalanceadas, así mismo calcula los parámetros de operación de cada válvula (Pso, Pvo, etc.)  El diseño de BNC se puede ver de manera gráfica o en una tabla de

resultados que presenta el programa.

 Los resultados se pueden imprimir en un block de notas el cual sirve para manipular la información en Excel o en otra paquetería de interés.

 Un SE será alimentado continuamente por el conocimiento de un ingeniero especialista, por lo que es una herramienta para la toma de decisión y nunca remplazara al experto humano.

Recomendaciones Página 127

Recomendaciones.

 Es esencial tener actualizadas las presiones del sistema de producción en estudio, como es el caso de la presión de yacimiento, presión de fondo fluyendo, presión en la cabeza y presión de separación y realizar un ajuste del pozo fluyente (análisis nodal); esto, con la finalidad de determinar adecuadamente el potencial del pozo.

 Una vez instalado cualquier sistema de levantamiento artificial, se debe de tener un programa de medición continua de la producción diaria del pozo, la cual deberá ser lo más parecido al gasto sugerido en el diseño; de no ser así, puede ser que el equipo no esté operando correctamente y en este caso el ingeniero de producción deberá detectar las variaciones y fallas, por lo que tendrá que tomar las medidas correctivas necesarias para evitar en todo momento producciones diferidas.

 Será necesario actualizar los rangos de operación de los SAP evaluados conforme la tecnología evoluciona, ya que los fabricantes van realizando mejoras que les permiten operar con una severidad mayor en estas variables.  Es recomendable agregarle módulos de nuevas tecnologías en SAP, así como

los SAP híbridos, lo cual haría poderoso el programa en muchos ámbitos de selección.

 Es recomendable ajustar en campo los valores obtenidos por el Sistema Experto y observar si existe alguna mejora en la producción o simplemente realizar ajustes en los algoritmos de cálculo del programa si así se requiere.  Este Sistema Experto está limitado en cuanto al diseño del BMC, BEC y BCP

el programa diseña el BNC, BHJ y el BNI, por lo anterior recomiendo se siga este trabajo para enriquecer el programa al contar con los módulos de diseño que faltan.

 Otra recomendación para posteriores trabajos de grado es incluir el modulo económico que evalué el costo por SAP y la rentabilidad del proyecto, inclusive puede ser un parámetro fundamental en la selección del SAP.